авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 10 | 11 || 13 |

«ББК 26.303 П 78 УДК 552.12(075.8) Рецензенты: кафедра петрографии, минералогии и кристаллографии Университета дружбы народов им. П. Лумумбы, д-р геол.-минер. ...»

-- [ Страница 12 ] --

Литолого-геологические свойства п л а с т а - к о л л е к т о р а, вклю ч а ю щ и е отсортированность и р а з м е р обломочных зерен, особен ности структуры обломочных пород, наличие межформенной или внутриформенной пористости в известняках, наличие крупных гипергенных каверн и полостей в к а р б о н а т н ы х породах, одно родность и большую толщину пластов-коллекторов, благоприят ствующие сохранению первичных коллекторских свойств, обычно формируются в стадию седиментогенеза, иногда позже. Среди терригенных, преимущественно песчаных и алевритовых пород, более всего п р е д р а с п о л о ж е н ы к сохранению первичных коллек торских свойств крупно- и среднезернистые разности песчаников без цемента или с низким его с о д е р ж а н и е м. В этих породах поры имеют более крупный размер, б л а г о д а р я чему в процессе механического уплотнения и о б р а з о в а н и я структур растворения (конформенных, инкорпорационных) величина пор хотя и уменьшается, но они остаются открытыми и способными к филь трации. В мелкозернистых разностях, особенно алевролитах, вследствие отмеченных процессов о т к р ы т ы е поры исчезают на значительно меньших глубинах. В породах с однородными по размеру обломочными зернами первичная пористость лучше со храняется, чем в разнозернистых.

Крупные м е ж ф о р м е н н ы е и внутриформенные поры, каверны и полости в к а р б о н а т н ы х породах — известняках и д о л о м и т а х на больших глубинах сохраняются больше, чем мелкое пустот ное пространство.

Толщина пластов т а к ж е о т р а ж а е т с я на сохранении коллек торских свойств пород. К а к известно, при погружении глини стые породы уплотняются быстрей, чем песчаные и алеврито вые. Из-за этого пластовое д а в л е н и е в глинах становится более высоким, чем в обломочных породах. В р е з у л ь т а т е перепада давлений свободная вода из глин поступает в песчаные и алев ритовые породы. Если геохимические условия в контактирую щих породах различны, то между флюидами может произойти химическое взаимодействие с образованием солей в поровом пространстве обломочных пород. Со временем это приводит к заполнению пор вторичными продуктами и потере проницае мости в приконтактных зонах пласта-коллектора (в кровле и подошве) большой мощности. Вследствие этого пласт изолиру ется от поступления флюидов сверху и снизу и сохраняется как коллектор. В пласте небольшой мощности (первые метры) вто ричные продукты могут заполнить поровое пространство пол ностью от кровли до подошвы и, таким образом, снизить каче ство пород-коллекторов до категории непромышленных.

Наличие в поровом пространстве нефти, не содержащей воды и других химически активных компонентов, способствует сохра нению коллекторских свойств породы. Это предопределяется тем, что исключается аутигенное минералообразование, а на ходящиеся под высоким давлением углеводороды препятствуют механическому уплотнению пород. Вместе с тем надо отметить, что в процессе миграции и формирования залежей, а т а к ж е в зоне водонефтяного контакта нефть и минерализованная вода соприкасаясь, взаимодействуют между собой, что вызывает раз личные последствия, например в результате окисления нефти образуется углекислота;

снижается рН воды и повышается ра створяющая способность воды по отношению к главнейшим по родообразующим минералам: кварц, кальцит, доломит и др. Эти процессы способствуют сохранению и улучшению коллекторских свойств пород. Вместе с тем удаление углекислоты из таких си стем может вызывать выделение карбонатов и кремнезема в твердую ф а з у и снижение коллекторских свойств пород.

Исходя из этих представлений можно ожидать, что на путях миграции водонефтяных систем и в самой ловушке в процессе ее заполнения возможно повышение коллекторских свойств по род. Примеры, подтверждающие это положение, известны в Предкарпатском прогибе, Днепровско-Донецкой впадине и других районах.

Механическое влияние флюидов на коллекторские свойства пород проявляется в том случае, если пластовое давление су щественно превышает гидростатическое. Такие пластовые дав ления называют аномально высокими (АВГ1Д). Они могут пре вышать гидростатические в 1,5—2 раза и д а ж е более. В этом случае флюиды, образно говоря, действуют к а к распорка, не позволяющая трещинам сомкнуться, а порам уменьшиться. Не рассматривая вопросы о природе А В П Д, отметим лишь, что такие давления могут возникнуть благодаря гравитационному уплотнению, тектоническим напряжениям, притокам высокона порных глубинных флюидов и др.

А В П Д характерны для коллекторских пород, залегающих на больших глубинах (обычно свыше 3,5—4 к м ), под мощными на дежными экранирующими толщами, имеющими региональное распространение. Такие толщи чаще всего слагаются соляными и глинистыми породами. В зонах А В П Д пористость и проницае мость пород выше, чем в отложениях, залегающих на тех же или д а ж е меньших глубинах, вне зоны развития А В П Д. В При каспийской впадине полная пористость палеозойских песчани ков в зоне А В П Д с глубины 5300—5504 м из Биикжальской скважины СГ-2 составляет 9,6—13,5 %, в то время как анало гичные по составу мезозойские породы в Аралсорской скважине СГ-1, из зоны отсутствия А В П Д, с глубины 4150—4200 м, имеют пористость 8,7—11,5 %.

З а м е д л я ю т снижение коллекторских свойств пород перекры вающие их мощные толщи пород с высокой теплопроводностью, например, каменные соли. Эти толщи отводят из недр тепло и тем самым тормозят течение химических реакций и выделение минеральных новообразований.

Вторичное поровое пространство возникает вследствие сле дующих процессов: растворение и вынос соединений, неустойчи вых в конкретных геохимических и термобарических условиях;

доломитизация известняков;

растрескивание пород, сопровож даемое образованием зияющих трещин.

При прогнозировании вторичных пород-коллекторов на боль ших глубинах необходимо иметь в виду, что вторичные поры, каверны, каналы, а т а к ж е трещины непостоянны как по вре мени, так и по величине. Под действием тех же факторов, что и в случае с первичной пористостью, они могут быть увеличены или же, наоборот, залечены минеральными новообразованиями, а зияющие трещины, кроме того могут механически сомкнуться.

Следует т а к ж е помнить, что нефтеносные породы обычно обла дают лучшими коллекторскими свойствами, чем сходные по ли тологическому составу водоносные, на которые мы ориентиру емся при оценке качества коллекторов.

Материалы изучения реальных пород, экспериментальные ис следования и теоретические представления позволяют считать, что на глубинах свыше 4 км могут быть встречены следующие типы пород-коллекторов:

поровые (песчаники, алевролиты, вулканогенно-осадочныс породы);

порово-трещинные (песчаники, алевролиты, известняки, до ломиты, кора в ы в е т р и в а н и я ) ;

трещинные (аргиллиты, мергели, ангидриты, магматические и метаморфические породы, кора выветривания);

каверново-трещинные (известняки, доломиты).

Таким образом, к категории возможных коллекторов на больших глубинах отнесены и такие породы, которые на малых и умеренных глубинах бывают только экранами (глинистые, мергели, некоторые известняки и др.).

Серьезную проблему представляет и оценка экранирующих толщ. Пока с уверенностью можно говорить о высоких экрани рующих свойствах толщ каменной соли. Остальные породы, в зависимости от степени и интенсивности их вторичных изме нений, могут оказаться и коллекторами, и покрышками для скоплений нефти и газа. Такие породы, как аргиллиты, мергели, известняки, могут быть э к р а н а м и на больших глубинах, по-ви димому, относительно кратковременно, в отрезки времени между р а з р я д к а м и тектонических напряжений, после того, как тре щинки сомкнутся или будут заполнены минеральными ново образованиями. Считают, что в ряде случаев экранами могут быть пласты, сложенные песчаниками регенерационной структуры.

Исходя из особенностей вторичных изменений пород на боль ших глубинах, вероятностей тектонических проявлений за ко роткий и продолжительный отрезки времени надо полагать, что в тектонически активных областях ловушки нефти и газа на больших глубинах д о л ж н ы быть меньше по размеру, чем на ма лых глубинах. Это следует из того, что глубокозалегающие по роды старше по возрасту, а за больший отрезок времени веро ятность деформаций пластов, проявлений разрывных наруше ний, естественно, возрастает. В платформенных условиях, с более спокойным тектоническим развитием, существование крупных ловушек и з а л е ж е й нефти и газа на больших глубинах вполне возможно.

Закономерности изменения коллекторских свойств пород с глубиной, аномальное влияние на породы некоторых факторов и их сочетаний, а т а к ж е результаты экспериментальных иссле дований дают основание считать, что в благоприятных условиях осадочные породы могут быть коллекторами нефти и газа на глубинах до 12—15 км.

Вопросы д л я с а м о п р о в е р к и 1. Н а з о в и т е основные разности обломочных пород, встречающиеся в ка честве к о л л е к т о р о в нефти и газа.

2. Перечислите основные ф а к т о р ы, в л и я ю щ и е на коллекторские свойства пород.

3. П р и в е д и т е классификацию песчано-алевритовых коллекторов А. А. Ханина.

4. К а к о в ы основные типы к а р б о н а т н ы х п о р о д - к о л л е к т о р о в ?

5. Р а с с к а ж и т е об э т а п а х ф о р м и р о в а н и я пустотного пространства в кар бонатных п о р о д а х.

6. П р и в е д и т е к л а с с и ф и к а ц и ю к а р б о н а т н ы х к о л л е к т о р о в К. И. Б а г р и н цевой.

7. Ч т о т а к о е глинистые п о р о д ы - к о л л е к т о р ы и их п р о м ы ш л е н н о е зна чение?

8. Перечислите типы п о р о д - к о л л е к т о р о в нефти и газа на больших глу бинах.

9. К а к изменяются коллекторские свойства пород с глубиной?

Г л а в а ПОРОДЫ-ФЛЮИДОУПОРЫ (ПОКРЫШКИ) Флюидоупор — один из двух главных составляющих природ ного резервуара. Он предотвращает от рассеивания в окружаю щем пространстве ж и д к и е и газообразные флюиды, содержа щиеся в пласте-коллекторе. Флюидоупоры по своей природе могут быть плотностными и динамическими. Плотностные флю идоупоры возникают вследствие сильного уплотнения пород у ж е на начальных стадиях катагенеза. Их э к р а н и р у ю щ а я способ ность определяется малым размером пор, через которые невоз можна или крайне затруднена фильтрация жидкостей и газов.

Такие экранирующие толщи формируются прежде всего за счет хемогенных пород — каменных солей, ангидритов, некоторых известняков.

Динамические флюидоупоры возникают из интенсивно уп лотняющихся пород. Их пористость с погружением снижается быстрее, чем у о к р у ж а ю щ и х пород, вследствие чего происходит отжатие флюидов (главным образом свободной воды) в сосед ние, менее уплотненные породы. Например глины в процессе по гружения на глубину 1,5—2 км уплотняются значительно быст рее, чем песчаные или алевритовые породы. Из глин, залегаю щих над этими породами, фильтрация осуществляется сверху вниз. За счет этого эффекта пористые и д а ж е о б л а д а ю щ и е не высокой проницаемостью пласты глинистых пород становятся экранами на пути фильтрации флюидов, находящихся в ниже л е ж а щ и х песчаных или алевритовых породах. В. М. Добрынин считает, что при наступлении на поверхности Земли длитель ного похолодания (сотни тысяч, миллионы л е т ), последнее по степенно распространяется на все более глубоко залегающие по роды (до 3—5 к м ). В результате неравномерного теплового рас ширения твердой и жидкой ф а з породы и неодинаковых значе ний коэффициентов сжимаемости минеральной части, воды и пор в непроницаемых породах возникает отрицательный термо динамический градиент давления поровых вод, обусловливаю щий движение флюидов вниз. П л а с т ы таких пород д о л ж н ы быть флюидоупорами и В. М. Добрынин называет их термодинамиче скими покрышками.

Динамические пласты-экраны по мере погружения и даль нейшего уплотнения переходят в обычные плотностные. Термо динамические покрышки при наступлении потепления климата теряют свои экранирующие способности. Породы-флюидоупоры в отличие от пород-коллекторов имеют чрезвычайно низкую проницаемость (обычно 1 1 0 - 1 7 м 2 ) и через них практически не осуществляется фильтрация жидкостей и газов;

если и су ществует естественный отток углеводородов из з а л е ж и через покрышку, то он не более чем приток. В противном случае скоп ление углеводородов со временем рассеется. Существуют три пути перетока флюидов через покрышку: фильтрация по поро вому пространству;

по тектоническим нарушениям;

диффузия.

Пористость пород-флюидоупоров, как правило, невелика ( 1 0 % ), но встречаются пласты глинистых и кремнистых (опа ловых) пород, в которых она достигает 40—50 %, однако дей ствие молекулярных сил в них простирается до центра пор и поровых каналов. Вследствие этого фильтрации по таким по родам не происходит. Отличаются породы-флюидоупоры от по род-коллекторов и более высокой водонасыщенностью до 70 % и выше. Известны случаи, когда глинистые породы-флюидо упоры насыщены жидкими углеводородами. Например в об разце аргиллита извлеченного с глубины 4763,5—4764,4 м из Аралсорской сверхглубокой скважины СГ-1, нефтенасыщенность составила свыше 80 %, однако нефть здесь неподвижна.

В целом качество пород-флюидоупоров определяется литоло гическими признаками и геологическими факторами. Литологи ческие признаки и степень уплотнения предопределяют физиче ские и химические свойства осадочных пород и в конечном итоге качество пород-экранов. Геологические ф а к т о р ы о т р а ж а ю т с я на качестве экранирующей способности геологического тела — пла ста или осадочной толщи в целом.

Среди литологических признаков, влияющих на экранирую щие свойства, основные—минеральный состав и строение пород.

Минеральный состав предопределяет способность пород к на буханию, адсорбции, смачиваемости, растворимости, образова нию каверн и полостей, особенности уплотнения с увеличением нагрузок и повышением температуры, пластичность пород и склонность к образованию трещиноватости. Сочетания этих свойств у различных минералов неодинаково, поэтому и экрани рующие свойства пород, д а ж е внешне очень близких, могут сильно различаться. Строение пород определяется их структу рой и текстурой. Эти признаки о т р а ж а ю т с я на структуре поро вого пространства и проницаемости пород.

Минеральный состав. Пласты-флюидоупоры могут слагаться различными минералами. В глинистых пластах значительную часть породы составляют глинистые минералы из групп монт мориллонита, каолинита, гидрослюды и хлорита. Количествен ные соотношения между ними могут быть различными, но в об щем виде с глубиной роль минералов группы монтмориллонита сильно понижается (например, в мезозойских отложениях При каспийской впадины, М а н г ы ш л а к а и других районов монтмо риллонит исчезает у ж е к глубине 1800—2000 м). Несколько медленнее преобразуется каолинит. Самые устойчивые мине р а л ы групп гидрослюды и хлорита. Они прослеживаются по всему разрезу самых глубоких скважин, пробуренных в осадоч ных породах (скв. Шевченко-1 в З а п а д н о й Украине, 7500 м, Аралсорская СГ-1 в Северном Прикаспии — 6819 м). Более всего способствуют надежности экранирующих свойств мине ралы группы монтмориллонита, слабее — гидрослюды и каоли нит. Эта особенность предопределяется тем, что глинистые ми нералы о б л а д а ю т способностью к набуханию и увеличению за счет этого объема.

Кроме того, глинистые минералы о б л а д а ю т высокой адсорб ционной способностью — свойством избирательно поглощать от дельные компоненты из жидких или газовых смесей. О б л а д а я отрицательным зарядом, они адсорбируют на своей поверхности катионы (железо, кальцит, магний и др.), а т а к ж е некоторые газы. Все это сопровождается уменьшением размера пор и се чений поровых каналов и, как следствие, снижением проницае мости и повышением экранирующей способности пород. Самой высокой способностью к набуханию и адсорбцией (50—150 мг экв/100 г) о б л а д а е т монтмориллонит. С л а б е е эти свойства про являются у минералов группы гидрослюд (адсорбционная спо собность 20—40 мг-экв/100 г), и д а л е е — у минералов группы каолинита. Экспериментальные исследования показали, что при добавлении в чистый, среднезернистый кварцевый песок 20 % каолинита проницаемость смеси понизилась в 500 раз, а при до бавлении такого же количества монтмориллонита более чем в 3000 раз.

Экранирующие тела — пласты, слои, толщи — часто слага ются хемогенными породами. Основные минералы этих пород— галит, ангидрит, кальцит, иногда доломит. Замечено, что по роды мономинерального состава о б л а д а ю т более высокими эк ранирующими свойствами, так как минеральная неоднородность при изменении термобарических условий способствует возникно вению разного рода деформаций, в том числе образованию тре щин, а т а к ж е изменению растворимости отдельных компо нентов.

Уплотненность породы. Этот признак рассматривался при характеристике стадии катагенеза. Здесь лишь отметим, что под действием стресса и литостатического (горного) давления ча стицы все более плотно прилегают друг к другу, сокращается объем порового пространства, уменьшается размер поровых ка налов, а в итоге повышаются экранирующие свойства пород.

При коэффициенте уплотнения глинистых пород 0,8 и выше они у ж е о б л а д а ю т достаточно высокими экранирующими свой ствами.

При низкой уплотненности пород (k 0, 7 ) глинистые по роды неспособны удерживать флюиды в з а л е ж и. Об этом свиде тельствуют, например, материалы по Южно-Эмбенской нефте носной области (районы М а к а т а, Сагиза и др.). Здесь много по верхностных нефтегазопроявлений, весной наблюдается обиль ное выделение пузырьков газа в сорах, когда они заполнены та лыми водами. О т к р ы т а я пористость глинистых пород мезозой ского возраста, з а л е г а ю щ и х на глубинах до 500 м, в этом случае составляет 30—35 %, a k = 0,65—0,70. Наиболее надежными экранирующими свойствами по параметру уплотнения глини стые породы о б л а д а ю т при k = 0,8—0,9. В платформенных ус ловиях это соответствует глубинам 1,5—3,5 км (см. рис. 8). При больших значениях k глины переходят в аргиллиты, экрани рующие свойства пород повышаются, но одновременно они ста новятся малопластичными, способными к образованию трещино ватости, что снижает их потенциальные возможности к а к флю идоупоров.

Хемогенные известняки, сульфаты, каменная соль сильно уп лотняются у ж е на небольшой глубине (до 500 м) и становятся хорошими флюидоупорами. Уплотнение пород определяется тем пературой недр, давлением в ы ш е л е ж а щ и х толщ, стрессом, гео логическим возрастом и некоторыми другими, менее значащими факторами. Возрастание численных значений этих параметров и интенсивности проявления факторов способствует уплотнению пород. В связи с этим уплотненность и пористость пород экра нирующих толщ, близких по литологическому составу д а ж е на одинаковых глубинах, могут быть различны (рис. 128) и, соот ветственно, экранирующие свойства не будут одинаковыми.

Уплотнение пород часто сопровождается снижением их пла стичности (например у глин, известняков, песчаников). В свою очередь снижение пластичности повышает способность пород к растрескиванию. Изучение пластичности и трещиноватости глинистых пород позволило Н. Н. Павловой оценить предраспо ложенность их к трещинообразованию (табл. 37). Подобные ис следования по карбонатным породам были выполнены И.В. Без бородовой. Оказалось, что пластичность карбонатных пород варьирует в широких пределах, естественно, что и способность Т а б л и ц а Схематическая шкала п р е д р а с п о л о ж е н н о с т и г л и н и с т ы х п о р о д к т р е щ и н о в а т о с т и по д е ф о р м а ц и о н н о - п р о ч н о с т н ы м п о к а з а т е л я м ( п о Н. Н. П а в л о в о й ) Расчетная Предраспо- трещинова ложенность Модуль тость Коэффициент к возникно- Породы Группа упругости, (плотность пластичности ве нию E10 -6 MПа трещин), трещин 1/м до 8—10 Глины I Малая 0, 10— II Средняя 0,3—1 3—2 »

25 Аргиллиты III Большая 0,5—1 к трещинообразованию у них различна. В силу этого обстоя тельства наиболее пластичные карбонатные породы могут быть экранами, а малопластичные, хрупкие (kпл2) могут превра титься в трещинные коллекторы.

Большое влияние на качество пластов-экранов оказывает рас крытость, плотность и густота трещин, чем последние выше, тем слабее экранирующие свой ства. Как известно, густота и плотность трещин зависят от толщины пласта — чем больше толщина, тем меньше плотность трещин, следовательно, мощные пласты экранирующих пород в этом отношении более благо приятны, чем маломощные.

Смачиваемость составных ча стей пород различными флюи дами может оказать влияние на экранирующие свойства. Среди Рис. 128. Зависимость коэффици глинистых минералов наиболь- ента открытой пористости (Kno) глинистых пород от глубины (H).

шой гидрофильностью обладает монтмориллонит, далее гидро- Нефтегазоносные провинции (обла сти): 1 — Т и м а н о - П е ч о р с к а я. PZ;

2 — слюда и еще в меньшей сте- Туранская (Южно-Мангышлакская).

пени — каолинит. Вследствие MZ;

У р а л3—Прикаспийская, л е вMZ;

- П у4г а —е в Вол го- ьск ая (Жигу ск о ч екая высокой гидрофильности, на не- и С а р а т о в с к а я ), PZ;

5 — З а к а в к а з с к а я (Апшероиская, Шемахино-Кобыстан больших глубинах (до 2— с к а я и Н н ж н е к у р и н е к а я ), KZ;

б — Ce 2,5 км) во влажных глинах KZр о К а в к а з с к а я вс (Западно-Кубанская) (монтмориллонитовых, гидро слюдистых, каолинитовых) часть порового пространства перекрывается связанной водой, что со провождается повышением экранирующих свойств.

Если в порах породы присутствуют два флюида — смачиваю щий и несмачивающий, то между ними существует перепад дав ления, известный как капиллярное давление, благодаря кото рому система поддерживается в равновесном состоянии. Вели чина капиллярного давления в глинистых породах варьирует в широких пределах — от долей до десятков мегапаскалей — в зависимости от минерального состава, размера частиц и пор, состава флюидов и др. Увеличение капиллярного давления со провождается повышением экранирующих свойств породы.

Текстура породы. Этот признак породы в ряде случаев отра жается на экранирующих свойствах. Если частицы, слагающие глинистую породу, ориентированы (т. е. их одноименные поверх ности располагаются п а р а л л е л ь н о друг другу), то в направле нии перпендикулярном к наслоению порода оказывается мало проницаемой или практически непроницаемой. Вдоль пласта, параллельно наслоению проницаемость может быть значительно выше. В породах, где имеются стилолитовые текстуры (а это чаще всего известняки, доломиты, но иногда песчаники и алев ролиты), т а к ж е наблюдается анизотропия свойств и в частности проницаемости. В направлении перпендикулярном к плоскостям стилолитов породы, как правило, непроницаемы и наоборот.

Структура породы оказывает существенное влияние на коллекторcкие и экранирующие свойства. Она прежде всего от р а ж а е т с я на структуре порового пространства. К а к известно, су ществуют поры з а к р ы т ы е (изолированные), н е с в я з а н н ы е между собой, и открытые. Изолированные поры, независимо от их раз мера, не участвуют в фильтрации и следовательно благоприят ствуют сохранению экранирующей способности. Открытые поры могут по-разному влиять на качество породы флюидоупора.

Если поры более или менее крупные ( 2 мкм), то по ним у ж е может осуществляться миграция углеводородов. При малом раз мере пор действие молекулярных сил распространяется до цен тра пор и поровых каналов. Ж и д к о с т ь в них находится в физи чески связанном состоянии и этим препятствует перемещению углеводородов и воды. Установлено, что с уменьшением размера пор возрастает остаточная водонасыщенность породы. Иссле дуя экранирующие свойства глинистых пород, А. А. Ханин экс периментально определил влияние размера пор на экранирую щую способность (табл. 38).

С увеличением диаметра пор существенно возрастает прони цаемость пород и следовательно снижаются экранирующие свойства. Важный показатель качества флюидоупора — давле ние прорыва, которое определяют в лабораторных условиях. Под давлением прорыва понимают перепад давления на противопо ложных (торцевых) сторонах керна, при котором может про изойти прорыв газа (жидкости) через породу. Прорыв происхо дит, если перепад давления способен вытеснить воду из наибо лее крупных капиллярных к а н а л о в и пор, т. е. численно он дол жен превысить капиллярное давление. Считают, что явление прорыва может осуществляться за счет разрушения и деформа ции межпоровых перегородок, возникновения микротрещинова тости. А. А. Ханин считал, что, несмотря на низкую экранирую щую способность, породы групп EиF при малых перепадах давления могут быть флюидоупорами для з а л е ж е й нефти и газа, а т а к ж е разделять продуктивные пласты друг от друга.

Изменение вещественного состава пород о т р а ж а е т с я на структуре порового пространства и экранирующих способностях пород. Так по экспериментальным данным С. В. Федоровой, Т а б л и ц а Оценочная шкала экранирующей способности глинистых пород (по А. А. Ханину) Давление прорыва Максималь Группа через Экранирующая Проницаемость ный флюидо- по жидкости, м2 насыщенную способность диаметр упоров керосином пор, M M K породу, МПа 110- А 0,01—0,05 Весьма высокая 110-21—110- в Высокая 10—5, 0,02—0, 110-20—110-19 Средняя 5,5—2, 0,05—0, C -19 - D 2,0—0,7 Пониженная 0,1—0,6 М 110 — 110-18—110- E Низкая 0,1—1,0 0,7—1, 110- F Отсутствует 0, А. К. З а м а р е н о в а, при увеличении глинистой части в известня ках с 3 до 24 %, давление прорыва возросло с 5,98 до 21,11 М П а. Исследование экранирующих способностей сульфат ных пород, выполненное В. Д. Ильиным с соавторами, показало, что увеличение в сульфатных породах кальцита и доломита от 5—10 % до 20—30 % сопровождается снижением величины дав ления прорыва от 2—3 М П а до 0,1 М П а. В данном случае лито логическая неоднородность предопределяет повышенную микро трещиноватость пород, следствием чего и является снижение экранирующей способности. Факт фильтрации установлен мик роскопическими и битуминологическими методами.

Среди геологических признаков и свойств на качество экра нирующих пластов о к а з ы в а ю т влияние прежде всего мощность, распространенность, однородность состава пород пласта, текто нические нарушения, литологические и стратиграфические «окна» в пласте.

Мощность (толщина) пласта очень важный признак, регла ментирующий надежность пласта-покрышки. Через тонкий пласт-флюидоупор возможен прорыв углеводородов и уход их из з а л е ж и. Возможен уход углеводородов и за счет диффузии, поскольку величина некоторых молекул значительно мельче размера пор в породах-экранах, например размер молекулы ме тана 0,0002 мкм. В связи с этим К. Ф. Родионова и В. А. Ильин установили почти постоянное присутствие углеводородов в гли нистых экранирующих толщах;

собственно на этом явлении ос нованы геохимические поиски углеводородов.

Необходимая мощность экранирующей толши для сохране ния залежи углеводородов в значительной мере определяется литологическим составом пород и связанным с ними размером пор, а т а к ж е перепадом давлений флюидов в покрышке и кол лекторе, достигающим десятков мегапаскалей. В большинстве случаев мощность флюидоупоров составляет 10—70 м, однако при больших ее значениях запасы углеводородов в з а л е ж а х по данным И. В. Высоцкого и В. И. Высоцкого (1986 г.) заметно возрастают. Это обстоятельство свидетельствует о возможности рассеивания углеводородов через тонкую покрышку. С. В. Фе дорова, А. К. З а м а р е н о в и др. (1987 г.) считают, что глинисто карбонатные покрышки палеозойских отложений Прикаспий ской впадины надежны в случае, если отношение толщины по крышки к высоте э т а ж а з а л е ж и будет не менее 1 : 10.

Распространенность экранирующего пласта или толщи по площади имеет огромное значение для сохранения углеводоро дов в природном резервуаре. В связи с этим выделяют ре гиональные и л о к а л ь н ы е покрышки. Региональные экраны рас пространены на значительной территории нефтегазоносного бассейна. К ним, например, относятся соленосная толща кун гурского возраста в Прикаспийской впадине, площадь распро странения которой свыше 600 тыс. км 2, глинистая экранирую щая толща сеноманского возраста на севере З а п а д н о й Сибири и др. Региональные экранирующие толщи в значительной мере обеспечивают сохранность углеводородов в пределах нефтегазо носных бассейнов. Л о к а л ь н ы е пласты-экраны распространены ограниченно и влияют на отдельные ловушки или группу ло вушек.

Однородность литологического состава пород т а к ж е о т р а ж а ется на экранирующих свойствах пласта. Однородные (соленос ные, глинистые и др.) пласты обычно более надежные флюидо упоры, чем пласты таких же пород, но с о д е р ж а щ и е прослои песчаных, алевритовых, карбонатных пород или же примеси обломочного материала. М о ж е т быть и так, что в разных частях региона состав экранирующего пласта неодинаков, поэтому и его изолирующая возможность будет отличаться.

Литологические и стратиграфические окна оказывают нема л о в а ж н о е влияние на качество экранирующих пластов и толщ.

Литологические окна — это зоны или участки пласта, выполнен ные на полную мощность проницаемыми породами. Стратигра фические окна — это участки, где экранирующий пласт по ка ким-либо причинам вообще отсутствует. Через литологические и стратиграфические окна возможна фильтрация и рассеивание углеводородов, находящихся в природных резервуарах.

Тектонические нарушения т а к ж е о т р а ж а ю т с я на качестве эк ранирующих пластов и толщ. Перерыв в сплошности экрана или наличие путей фильтрации вследствие недостаточно плотного или неповсеместного контакта между блоками могут быть при чиной ухода углеводородов из ловушки. Наиболее надежные эк раны в случае тектонических нарушений могут возникнуть на контакте пласта-экрана с соляными куполами или соляными толщами.

Сочетание геологических признаков пласта и физико-химиче ских свойств пород определяет качество флюидоупоров в целом.

Среди литологичских типов пород, слагающих пласты-эк раны, самые распространенные глинистые (глины, частью ар гиллиты). На их долю приходится свыше 70 % всех флюидо упоров. Не исключено, однако, что с увеличением глубины скважин и при вскрытии более древних (палеозойских и докем брийских) отложений эта цифра может измениться в сторону понижения. Вторая по распространенности среди пород-экра нов — каменная соль, в толще которой нередко встречаются прослои ангидритов, доломитов и глинистых пород. Д а л е е сле дуют кристаллические (хемогенные) известняки, мергели, ан гидриты.

На относительно небольших глубинах (до 500—700 м) в ка честве флюидоупоров встречаются вечномерзлотные породы (в зонах вечной мерзлоты), представленные отложениями раз личного литологического состава. Их поровое пространство за полнено льдом.

Экранирующие способности у пород различного литологиче ского состава неодинаковы. Одни из них способны удерживать только вязкую нефть, д р у г и е — н е ф т ь и воду, третьи — наиболее надежные, у д е р ж и в а ю т газоконденсат и природный газ. В по следнем случае, особенно на больших глубинах, часто имеют место аномально высокие пластовые давления, причем коэффи циент аномальности может достигать 2 и более.

Наиболее эффективной экранирующей способностью обла дают толщи каменной соли, имеющие, как правило, региональ ное распространение. Под этими толщами встречены гигантские скопления углеводородов, такие к а к нефтяное месторождение Хасси-Месауд, газовое Хасси-эр-Рмель в Алжирской Сахаре, нефтяные месторождения Асмарийской группы в Иране.

В С С С Р под соляными толщами открыты газовые и газоконден сатиые месторождения в Прикаспийской, Днепровско-Донецкой, Амударьинской впадинах и других регионах. Несмотря на высо кие экранирующие свойства соляных пород, имеются случаи прорыва углеводородов сквозь слагаемые ими толщи.

Качество глинистых покрышек непостоянно. Вначале, при погружении глинистых отложений происходит их уплотнение и повышение экранирующих способностей. В платформенных ус ловиях наиболее высокими качествами глинистые экраны обла дают на глубинах 2,5—3,5 км. Н и ж е их пластичность уменьша ется и они переходят в аргиллиты, экранирующие свойства которых менее надежны. Д а л е е по экранирующим свойствам располагаются мергели, ангидриты, известняки, однако в кон кретных условиях, вследствие различных сочетаний минераль ных, структурных и текстурных признаков этот строй может быть нарушен.

Вопросы д л я с а м о п р о в е р к и 1. Д а й т е х а р а к т е р и с т и к у п о р о д ы - ф л ю и д о у п о р а (покрышки, э к р а н а ).

2. Перечислите р а з л и ч и я м е ж д у плотностными и динамическими ф л ю и д о упорами.

3. П р и в е д и т е типы п о р о д - ф л ю и д о у п о р о в и их э к р а н и р у ю щ и е свойства.

4. К а к о в ы основные ф а к т о р ы, в л и я ю щ и е на э к р а н и р у ю щ и е свойства пород?

Г л а в а П Р И Р О Д Н Ы Е Р Е З Е Р В У А Р Ы НЕФТИ И ГАЗА § 1. Л И Т О Л О Г О - Ф А Ц И А Л Ь Н Ы Е О Б С Т А Н О В К И ФОРМИРОВАНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТИ И ГАЗА Формирование осадочных природных резервуаров нефти и газа осуществляется многостадийно, однако размер и форма большинства из них з а к л а д ы в а ю т с я на стадии седиментогенеза.

В последующие стадии — при диагенезе, катагенезе, гипергенезе происходит формирование и изменение коллекторских и экра нирующих свойств пород. При глубоком катагенезе возможно т а к ж е изменение формы и размера природного резервуара. Если в строении природного резервуара участвуют магматические и метаморфические породы, ведущими процессами в формирова нии коллектора оказываются гипергенные, а т а к ж е растрески вание пород. Как правило, магматические, метаморфические по роды и кора их выветривания выполняют роль коллекторов и не встречаются в качестве флюидоупоров.

В осадочных породах коллекторами являются главным об разом песчаные, алевритовые породы, известняки, доломиты и переходные между ними разности. Следовательно для формиро вания коллекторского тела, внутри которого может происходить миграция и перераспределение флюидов, необходимы условия, благоприятные для формирования отмеченных осадочных гор ных пород.

Как у ж е было показано в разделе I. д л я формирования пес чаных и алевритовых пород благоприятны фации прибрежно морские мелкого шельфа, дельтовые, русловые (равнинных рек), пустынь. Д л я формирования известняковых пород-коллекторов наиболее благоприятны фации шельфа и древних, относительно мелководных эпиконтинентальных морей в областях с теплым климатом, с благоприятными условиями для развития фауны и флоры. Д л я формирования доломитовых пластов (по крайней мере в ф а н е р о з о е ), благоприятны фации засолоненных лагун в областях с жарким, засушливым климатом.

Д л я ф о р м и р о в а н и я флюидоупоров н у ж н ы иные ф а ц и а л ь н ы е обстановки. В качестве ф л ю и д о у п о р о в ч а щ е всего выступают глинистые породы, к а м е н н а я соль, ангидриты. Исходя из этого б л а г о п р и я т н ы во всех с л у ч а я х в о д н а я среда, равнинный рельеф, с т а б и л ь н ы й тектонический р е ж и м в течение п р о д о л ж и т е л ь н о г о времени, в ы с о к а я скорость о с а д к о н а к о п л е н и я.

Д л я ф о р м и р о в а н и я глинистых ф л ю и д о у п о р о в б л а г о п р и я т н ы ф а ц и и ш е л ь ф а. В с л у ч а е пенепленизации прилегающей суши это м о ж е т быть мелкий шельф. В условиях сильно пересечен ного р е л ь е ф а суши д л я накопления глинистых отложений бо л е е б л а г о п р и я т е н глубокий ш е л ь ф (глубины более 70 м). Гли нистые ф л ю и д о у п о р ы могут т а к ж е о б р а з о в ы в а т ь с я во внутри континентальных морях и крупных о з е р а х (типа Каспийского м о р я ). Менее б л а г о п р и я т н ы д е л ь т о в ы е ф а ц и и из-за большей примеси в глинистых о т л о ж е н и я х обломочного м а т е р и а л а, лито логического з а м е щ е н и я их а л е в р и т о в ы м и и песчаными о б р а з о ваниями, линзовидной формой геологических тел. С о л я н ы е и с у л ь ф а т н ы е ф л ю и д о у п о р ы ф о р м и р у ю т с я в крупных озерах или мелководных внутриконтинентальных морях (типа кунгурского в Волго-Уральской провинции), в о б с т а н о в к а х аридного кли мата.

Т а к и м о б р а з о м д л я ф о р м и р о в а н и я природного р е з е р в у а р а о б с т а н о в к а о с а д к о н а к о п л е н и я в бассейне седиментации д о л ж н а, но крайней мере, т р и ж д ы меняться — п е р в о н а ч а л ь н о она д о л ж н а б л а г о п р и я т с т в о в а т ь ф о р м и р о в а н и ю породы-флюидоупора, з а т е м п о р о д ы - к о л л е к т о р ы и снова п о р о д ы - ф л ю и д о у п о р ы. Т а к о е чере д о в а н и е типов пород м о ж е т быть обусловлено г л о б а л ь н ы м и из менениями геологических обстановок. В этом с л у ч а е природные р е з е р в у а р ы р а с п р о с т р а н е н ы регионально, о х в а т ы в а ю т сотни ты сяч к в а д р а т н ы х километров. П о м и м о этого природные резерву а р ы могут о б р а з о в ы в а т ь с я и при местном изменении обстано вок о с а д к о н а к о п л е н и я или при периодической миграции ф а ц и й.

В этих с л у ч а я х в одном и том же пункте попеременно о т к л а д ы ваются п о р о д ы - ф л ю и д о у п о р ы — п о р о д ы - к о л л е к т о р ы — породы ф л ю и д о у п о р ы. П р и р о д н ы е р е з е р в у а р ы при этом имеют ограни ченное р а с п р о с т р а н е н и е по п л о щ а д и. Б о л ь ш и н с т в о литологи чески ограниченных природных р е з е р в у а р о в имеют именно такой генезис.

Р а с с м а т р и в а я условия, б л а г о п р и я т с т в у ю щ и е ф о р м и р о в а н и ю природных р е з е р в у а р о в, полезно напомнить, что основные за пасы нефти и газа на нашей планете приурочены к небольшому числу месторождений-гигантов с и з в л е к а е м ы м и з а п а с а м и нефти б о л е е 1500 млн. т или г а з а — более 750 м л р д м 3. Л и ш ь в крупнейших м е с т о р о ж д е н и я х мира с о д е р ж и т с я с в ы ш е 50 % всех д о к а з а н н ы х з а п а с о в нефти капиталистических и р а з в и в а ю щ и х с я стран (Кувейт, С а у д о в с к а я А р а в и я, А л ж и р и д р. ). Не о б с у ж д а я все причины, б л а г о п р и я т с т в у ю щ и е ф о р м и р о в а н и ю крупных и гигантских месторождений нефти и газа, рассмотрим лишь ли тологические аспекты проблемы.

Необходимые условия д л я формирования месторождений гигантов— наличие ловушки и источника углеводородов. Боль шинство ловушек, известных к настоящему времени гигантских месторождений, сформировалось под действием тектонических факторов, которые, однако, проявляются эффективно только при наличии соответствующего литологического обеспечения. Геоло гическое тело, представляющее вместилище углеводородов в ловушке, должно обладать большой емкостью. Образование последней возможно по крайней мере при одном из трех усло вий: большой мощности, широком распространении или высокой пористости пород. Возможно т а к ж е сочетание всех этих условий.

Емкость д о л ж н а быть ограничена в пространстве, поэтому следующее у с л о в и е — н а л и ч и е надежных экранирующих толщ, не позволяющих углеводородам мигрировать из ловушки. Такое литологическое обеспечение возникает в разных седиментацион ных обстановках.

Образованию коллектора большой мощности способствует большая скорость осадконакопления и стабильность физико-гео графической обстановки в течение длительного времени. Боль шая площадь распространения пород-коллекторов обеспечи вается сходством фациальной обстановки на значительной тер ритории, благоприятной для формирования песчано-алевритовых или карбонатных геологических тел (основных коллекторов нефти и г а з а ). Пористость пород-коллекторов, о т р а ж а ю щ а я с я на емкости ловушки, т а к ж е связана с литологическими процес с а м и — седиментогенными и катагенными. Естественно, чем выше пористость коллектора, тем больше емкость ловушки при прочих равных условиях.

Непременный признак надежности экранирующего тела, по мимо соответствующих свойств пород,— отсутствие проницаемых окон и широкая распространенность, обеспечивающая надежное перекрытие коллекторского тела ловушки и нефтегазоматерин ских толщ.

С литологических позиций наиболее благоприятные физико географические условия, обеспечивающие создание фундамента для формирования крупных и гигантских природных резервуаров и антиклинальных ловушек нефти и газа существуют в областях шельфа, в эпиконтинентальных морях платформенных областей.

Именно здесь, в условиях равнинного рельефа в результате смены физико-географической обстановки, на большой площади накапливаются толщи осадков, из которых впоследствии фор мируются породы-коллекторы и породы-экраны. Если складко образование произойдет до погружения пород на большие глу бины и до проявления стресса, то в образовавшихся ловушках породы-коллекторы могут сохранять высокую пористость. Благо приятны для формирования крупных и гигантских ловушек нефти и газа значительные по площади рифовые массивы, имею щие высоту до 800—1000 м. Крупные ловушки и месторождения газа известны и в континентальных образованиях — озерных и эоловых (дюны).

Несомненно, что существует немало крупных ловушек неанти клинального типа — литологических и литолого-стратиграфичес ких, с которыми связаны гигантские месторождения нефти и газа, однако в связи со сложностью их поисков пока известны лишь единичные находки.

Наличие ловушек обязательное, но недостаточное условие для формирования гигантских месторождений. Необходимы угле водороды и пути для их миграции в ловушки. Следовательно для образования гигантских скоплений углеводородов необходима, как исходное условие, обстановка, благоприятная для бурного развития фауны и флоры, накопления и сохранения значитель ных количеств органического вещества в осадочных образова ниях с последующим преобразованием его в углеводороды.

Обычно наиболее высокие концентрации органического веще ства ассоциируют с глинистыми породами (до 10—12 %, а ино гда и выше), в меньшей степени — с карбонатными. Таким об разом, для формирования гигантских месторождений нефти и газа необходимы мощные нефтегазопроизводящие толщи (кото рые одновременно могут быть и э к р а н и р у ю щ и м и ). Если послед ние находятся на значительном удалении от ловушки и в ее направлении отсутствуют пути миграции флюидов, то потен циальные возможности образования гигантских месторождений углеводородов могут не реализоваться.

Облик и качество природных резервуаров нередко в значи тельной мере определяются вторичными преобразованиями. Про цессы катагенеза и гипергенеза могут существенно изменить форму и размер природных резервуаров, наполненных природ ными водами. На больших глубинах чаще всего происходит уплотнение пород, выделение минеральных образований в поро вом пространстве и трещинах. В связи с этим на больших глу бинах чаще всего можно ожидать уменьшения размера и мощ ности природного резервуара. В зоне гипергенеза, близ поверх ности, создаются благоприятные условия для растворения ряда природных соединений (в частности карбонатов), что может привести к увеличению размера и емкости природного резерву ара.

В случае заполнения природного резервуара углеводородами, вторичные процессы идут иначе. Растворение природных соеди нений и минеральное новообразование — процессы электроли тические. Они происходят на стадии катагенеза при активном участии воды и растворенных в ней химически активных ком понентов. Углеводороды (нефть, конденсат) относятся к диэлек 14 Заказ № 1133 трикам, поэтому, находясь в поровом пространстве пород и тре щинах, они препятствуют течению катагенетических процессов.

Это явление может быть использовано для ориентировочного определения времени поступления нефти в коллектор и времени формирования залежи.

Принципиально это осуществляется следующим образом. В данном конкретном регионе, по м а т е р и а л а м изучения керна скважин, не содержащих нефти, определяется последователь ность катагенетических изменений пород с увеличением термо барических параметров и глубины. Затем устанавливается степень катагенетического изменения интересующей нас нефте насыщенной породы. Стадия на которой остановились катагене тические преобразования в поровом пространстве и является индикатором времени заполнения ловушки нефтью. Допустим, что вторичные изменения породы в нефтяной з а л е ж и соответст вуют подстадии мезакатагенеза, этапу МК 1 а перекрывающие и подстилающие отложения находятся на этапе преобразования MK 3. Следовательно заполнение ловушки нефтью завершилось на этапе МК 1 на глубинах, примерно соответствующих совре менному положению водоносных пород находящихся на этом этапе катагенеза.

§ 2. Л И Т О Л О Г И Ч Е С К А Я Х А Р А К Т Е Р И С Т И К А П Р И Р О Д Н Ы Х Р Е З Е Р В У А Р О В Н Е Ф Т И И ГАЗА Согласно известной классификации И. О. Б р о д а и Н. А. Ере менко, выделяются три типа природных резервуаров нефти и газа: пластовые, массивные и литологически ограниченные. В к а ж д о м из типов имеются свои разновидности.

Пластовые природные резервуары в классическом виде пред ставляют пласты-коллекторы на значительной территории огра ниченные в кровле и подошве слабо проницаемыми породами (рис. 129). К этому типу т а к ж е относятся пластовые резерву ары с литологическим выклиниванием пласта-коллектора, со стратиграфическим экранированием и сложные природные ре зервуары. Мощность пласта коллектора может варьировать в широких пределах — от долей до десятков метров (20—30 м).

Мощность экранирующих пластов т а к ж е может быть различ ной, но исследования последних десятилетий показали, что су ществует некоторый нижний предел мощности, ниже которого покрышка становится ненадежной и может произойти прорыв флюида через флюидоупор. Д л я пород различного литологичес кого состава нижний предел мощности неодинаков. Он зависит от степени уплотнения пород, перепада давлений под и над эк раном. В случае А В П Д в коллекторе этот перепад может быть весьма значительным. На небольших и умеренных глубинах Рис. 129. З а л е ж и н е ф т и и г а з а в пластовом сводовом природном резер вуаре, месторождение Киркук, Иран.

1 — моласса;

2 — соляные породы;

3 — базальный конгломерат;

4 — известняк;

5 — м е р г е л ь ;

6 — а н г и д р и т ;

7 — г а з ;

8 — н е ф т ь (по Р. М е й н х о л д у ) Рис. 130. З а л е ж ь нефти в литологически выклинивающемся пластовом ре зервуаре, месторождение Ачикулакское, СССР.

(до 2—2,5 км) при отсутствии А В П Д однородные глинистые породы при мощности пласта 4—6 м могут достаточно надежно держать нефть, но малоэффективны для удержания газа.

Пластовым природный резервуар с литологически выклини вающимся пластом-коллектором нередко встречается среди от ложений различного возраста. Выклинивание пласта-коллектора в случае моноклинального залегания осадочных образований происходит в направлении восстания пород. В антиклинальных условиях выклинивание может быть как в сторону восстания, так и по падению пород. Типичные пластовые резервуары с вы клиниванием коллектора установлены на Северном Кавказе (Ставропольский, Краснодарский края) в районе месторождений Лесное, Калужское, Ачикулак (рис. 130) и др. Пласт-коллектор представлен здесь песчаниками и алевролитами альбекого воз раста, замещающимися вверх по восстанию глинисто-алеврито выми породами. Породы-коллекторы обладают значительной пористостью — до 2 5% и относительно невысокой проницаемо 14* Рис. 131. Л о в у ш к а нефти в стратиграфически экранированном пластовом резервуаре, месторождение Уэст-Эдмонд, США (по Д. А. Мак-Ги, X. Д. Д ж е н к и н с у ).

1 — известняк;

2 — глина стью от 5010 -15 до 110 -15 м 2 и ниже. Флюидоупоры — глины алевритистые и алевритово-глинистые породы.

Пластовый резервуар со стратиграфическим экранированием (рис. 131) выделяется как разновидность на основании того, что ловушка в разрезе образовалась в результате перекрытия с угловым несогласием поверхности размыва или денудации (на которой обнажились породы-коллекторы) пластом или толщей флюидоупора. Пласт-коллектор может быть представлен как терригенными, так и карбонатными породами. В связи с этим коллекторские свойства пород варьируют в широких пределах.

Существенный отпечаток на величину коллекторских парамет ров здесь накладывают процессы гипергенеза. Они чаще всего способствуют растворению и выносу наиболее подвижных в условиях дневной поверхности составных частей породы.

Таким образом эти процессы способствуют улучшению коллек торских свойств пород (особенно карбонатных) ловушки и всего природного резервуара, оказавшегося в зоне действия ги пергенных процессов. При погружении такого природного ре зервуара на большие глубины, коллекторские свойства изве стняков и доломитов остаются достаточно высокими.

К сложным природным резервуарам относят разновидность, представляющую переслаивание коллекторских и экранирующих пластов и прослоев небольшой м о щ н о с т и (некоторые из них составляют десятки и даже Рис. 132. Сложный пластовый резервуар (по И. О. Броду).

1 — п е с о к ;

2 — глины единицы сантиметров). По существу это целый комплекс при родных резервуаров, объединяемых генетически. Литологичес кий состав пород в таких природных резервуарах довольно ста билен— это переслаивание песчаных, алевритовых и глинистых пород (глин, аргиллитов), реже — известняков, мергелей, глин и алевролитов. Это комплекс пород типичных флишевых форма ций. Природные резервуары нефти и газа такого типа харак терны для геосинклинальных областей и в частности для мел палеогенового флиша складчатых Карпат. Коллекторы здесь представлены тонкими пластами песчаников и алевролитов, а флюидоупоры — аргиллитами с редкими пластами мергелей и силицитов. Резервуары, представляющие частое переслаивание коллекторов и флюидоупоров, известны в Сабунчинской свите Продуктивной толщи Азербайджана и других регионах. Частое переслаивание пород и наличие маломощных элементарных при родных резервуаров отрицательный признак, поскольку при прострелочных работах не все они могут оказаться вскрытыми и использованными.


Еще одна разновидность сложного пластового резервуара — тонкое переслаивание и линзовидное залегание пород-коллекторов и п о р о д - э к р а н о в, при этом экранирующие пласты не везде надежно изолируют коллек торы. Вследствие этого между слоями коллекторов имеется гидродинамическая связь. Вся система слоев-коллекторов пред ставляет единую емкость (рис. 132).

Массивный природный резервуар представляет собой мощ ную толщу проницаемых пород, перекрытых пластом или тол щей непроницаемых пород. Коллекторами в массивном резерву аре служат карбонатные породы — органогенные и хемогенные известняки и доломиты, реже обломочные — песчаные и алеври товые. Известны случаи, когда коллекторы в массивных резер вуарах слагаются корой выветривания, магматическими и мета морфическими породами. Флюидоупорами в массивном резер вуаре могут быть пласты или толщи каменной соли, глинистых или сульфатных пород. Объем природного резервуара или от дельных его частей определяют по объему коллектора, мощ ность которого составляет несколько сотен, а иногда и тысяч метров. Массивный резервуар не ограничен стратиграфическими границами. Нередко такой резервуар охватывает несколько ярусов и д а ж е отделов и выступает в объеме осадочной фор мации.

Различают однородные и неоднородные массивные резерву ары. В однородном резервуаре коллектор представлен поро дами более или менее однородными по литологическому составу и коллекторским свойствам. Неоднородные резервуары сла гаются коллекторскими породами различного состава и свойств.

Такое деление довольно условно, поскольку коллекторские по роды, участвующие в строении реального массивного резервуара почти всегда отличаются по химическому составу, структуре, строению порового пространства и фильтрационным свойствам.

Тем не менее все части коллектора природного резервуара со общаются между собой и имеют единый водонефтяной или газо водяной контакт.

Один из крупнейших массивных природных резервуаров приурочен к северо-восточной части Алжирской Сахары. Здесь располагаются несколько крупных нефтяных месторождений, в том числе гигантское — Хасси-Месауд (рис. 133). Природный резервуар массивного типа слагается кембрийскими породами коллекторами порового типа мощностью до 500 м, среди кото рых песчаники разнозернистые, среднезернистые с гравием, алевролиты крупнозернистые. Породы неоднородные, содержа ние глинистого цемента в них варьирует от единиц до 50 %.

Пористость пород колеблется от 2 до 1 2 %, а проницаемость от менее 1 • 10 -15 м 2 до 1 • 10 -12 м2. Чем меньше цемента в породе, тем выше пористость и проницаемость пород. Экранируются коллекторские породы толщей каменной соли и ангидритов триасового и нижнеюрского возраста.

Природные массивные резервуары с карбонатными коллекто рами широко развиты в С С С Р и других странах мира. К ним, например, относятся район Хилковского месторождения в Куй бышевской области, Уртабулакское месторождение — в Узбеки стане, Симонет — в Канаде и другие.

Рис. 133. М а с с и в н ы й п р и р о д н ы й р е з е р в у а р в кембрийских отложениях Ал ж и р с к о й С а х а р ы, м е с т о р о ж д е н и я Х а с с и - М е с а у д (по А. Б а л д у ч ч и, Ж. П о м мнер).

7 — кайнозойские породы;

2 — нижние серии триасовых пород;

3 — силурийские по роды;

4 — нефть Типичные массивные природные резервуары нефти и газа располагаются в подсолевых каменноугольных отложениях восточной прибортовой зоны Прикаспийской впадины. Один из таких природных резервуаров приурочен к карбонатной толще мощностью до 500 м, залегающей на глубине 3,5—4,5 км. По роды-коллекторы представлены известняками органогенно-обло мочными, оолитовыми, водорослевыми. По структуре порового пространства коллекторы относятся к типу сложных, в которых совместно присутствуют межзерновые, межформенные, трещин ные и каверновые виды пустот. Породы имеют открытую пори стость от 2 до 12 %, а проницаемость до 510-15 м2. Роль экрана в этом массивном резервуаре выполняет мощная толща кунгур ской каменной соли. На базе этого природного резервуара сфор мировались месторождения Ж а н а ж о л, Кожасай и др.

Часто одним из элементов массивного карбонатного природ ного резервуара бывает рифовое сооружение. Рифовые пост ройки, как известно, представляют или относительно узкие про тяженные тела, имеющие длину до нескольких сотен и даже тысяч километров (барьерные, береговые рифы) или же оди ночные образования, более или менее изометрической формы, размером от единиц до десятков квадратных километров.

Рис. 134. М а с с и в н ы й п р и р о д н ы й р е з е р в у а р в а р т и н с к о м рифе Прикаспийской в п а д и н ы (по М. А. З у б о в о й, Н. Г. К а л и к и д р. ).

1 — р и ф : 2 — залежи углеводородов Поскольку своим возникновением биогермные постройки обя заны жизнедеятельности организмов, то здесь много межфор менных и внутриформенных полостей и пор. Пустотность таких пород достигает 25—35 %. При погружении на глубины 4—5 км пористость пород может сохраняться достаточно высокой—20— 25%. Проницаемость биогермных карбонатных построек может превышать 1 · 10-12 м2.

Барьерные рифы могут образовывать самостоятельные мас сивные природные резервуары. Примером тому служат артин ский риф, протягивающийся вдоль северной и западной частей Прикаспийской впадины (рис. 134), нижнепермский барьерный риф Эбо в США и другие. В Прикаспийской впадине рифовый коллекторский массив имеет протяженность более 1000 км и ширину 3—5,5 км. Он перекрывается кунгурской толщей камен ной соли с ангидритами в основании, общей мощностью до 1000 м. Глубина залегания рифового тела на западе 1,5—2,3 км, а на севере — до 3—3,5 км.

Залегающие в основании рифа карбонатные породы пред ставлены известняками органогенными и хемогенными, многие из которых в различной степени доломитизированы. Само рифо вое тело сформировано в основном при участии мшанок, гидро актинид, фораминифер и других организмов. Поровое простран ство в рифовом т е л е — м е ж ф о р м е н н ы е и внутриформенные поры, каверны, трещины. Коэффициент открытой пористости, при глу бине свыше 3000 м достигает 25 %. Известняки, прилегающие к рифовым постройкам, а также подстилающие их, относятся к органогенным и хемогенным. Они более плотные, менее пори Pua 135. Массивный, литологнчески неоднородный природный резервуар м е с т о р о ж д е н и я П а н х е н д л (по А. Ф е р г ю с о н у и Д. В е р н о н у ).

стые — до 6—12%- Поры, связанные с органогенными остат ками, практически отсутствуют. Основная же роль принадлежит кавернам и трещинам. Проницаемость пород колеблется в ши роких пределах — от 1 · 10-17 до 1 · 10-13 м 2.

Экранирующая толща, представленная в значительной части каменной солью и ангидритами, надежно предохраняет углеводо роды от рассеяния, о чем свидетельствует наличие в залежи газоконденсата.

Известны неоднородные массивные резервуары, в которых коллекторы представлены разновозрастными породами осадоч ного, магматического и метаморфического генезиса. Один из них — природный массивный резервуар в районе газонефтяного месторождения Панхендл (Техас, США). Это месторождение приурочено к погребенному хребту Амарильо, представляющему собой ряд эродированных гранитных выступов на глубине 700— 900 м. Залежь протягивается на 200 км, имея в ширину до 45 км при высоте около 400 м. С поверхности гранитные выступы по крыты шлейфом грубозернистых аркозовых песков с примесью гальки и валунов. Этот шлейф возник в результате выветрива ния гранитов и перемыва продуктов разрушения.

Выше залегают пенсильванские известняки и нижнепермские доломиты. Перекрывается этот комплекс пачкой ангидритов мощностью 50—60 м. Таким образом, в рассматриваемом неод нородном массивном природном резервуаре (рис. 135) коллек тор представлен обломочными образованиями, известняками и доломитами, а флюидоупор — ангидритами. Снизу залежь под стилается водой.

Резервуары, литологнчески ограниченные со всех сторон.

К этой группе природных резервуаров относятся такие, в которых породы-коллекторы со всех сторон экранируются практически непроницаемыми породами. По площади распро странения природные резервуары этого типа значительно усту пают ранее рассмотренным. Форма литологически ограниченных резервуаров может быть очень разнообразной. Ч а щ е всего она определяется в стадию седиментогенеза благодаря специфике осадконакопления в различных областях: речных руслах, дель тах, на мелком шельфе (бары), прибрежной суше (дюны) и т. д. Вследствие этого форма резервуара в плане может быть сильно удлиненной, извилистой, ветвящейся, изометричной, ок руглой или эллиптической. Кроме того, литологически ограничен ные природные резервуары могут возникнуть на стадии катаге неза на локальных участках за счет избирательного растворения отдельных компонентов пород с последующим выносом продук тов реакций или из-за растрескивания пород, сопровождающе гося превращением неколлектора в коллектор. Возможна т а к ж е катагенетическая цементация пород-коллекторов пластового или массивного резервуара, в результате которой сохраняются лишь отдельные изолированные очаги пористых и проницаемых пород.

Резервуары, приуроченные к породам, выполняющим русла палеорек стали известны со времени открытия И. М. Губкиным (1910 г.) рукавообразной з а л е ж и нефти в нижней части май копской свиты в Краснодарском крае. К настоящему времени природные резервуары, связанные с русловыми отложениями палеорек, установлены в ряде стран, но, пожалуй, наиболее известны они в США.


Палеорусло реки длиной 30 км и шириной 450 м обнаружено в нижнемеловых отложениях штата Небраска (США). Это палео русло (рис. 136), выполненное песчаниками мощностью до 20— 25 м, перекрыто полуторакилометровой толщей осадочных пород.

Непосредственно русловые песчаники экранируются глинистыми породами и совместно они образуют литологически ограничен ный природный резервуар. Судя по опубликованным данным реч ные песчаники этого природного резервуара обладают высокими коллекторскими свойствами—их средняя пористость составляет 21 %, а проницаемость 5,3 10 -13 м 2. Все обнаруженные залежи нефти приурочены к местам пересечения природного резервуара положительными структурными элементами.

Природный резервуар в палеорусле реки обнаружен в туль ском горизонте (Ci) на Покровском нефтяном месторождении Куйбышевской области. Палеорусло, выполненное терригенными породами, имеет выявленную длину 12 км и ширину 300—1000 м.

Несомненно, что палеорусло (если осадки его выполняющие не размыты в последующие эпохи) имеет продолжение в северо-за падном направлении. Коллекторское тело слагается среднеуплот неннымп (k = 0,78—0,83), мелкозернистыми песчаниками и алевролитами, сцементированными глинистым цементом. По ристость коллекторских пород 19—21 %, проницаемость более изменчива и достигает 7, 8 - 1 0 - 1 3 м 2. Судя по размеру обломоч ных зерен и составу це мента, надо полагать, что палеорека протекала в равнинной местности и имела медленное течение.

Ориентируясь на со временные реки русской равнины, допускается возможность сужения и расширения отдельных участков русла и соот ветственно изменения скорости течения реки и состава накапливаемых осадков. Возможно, что в палеорусле окажется несколько природных ре зервуаров, вследствие за мещения на отдельных участках русла прони цаемых песчаных отложе ний непроницаемыми или малопроницаемыми алев ритовыми и глинистыми отложениями.

Природные резервуа ры в дельтовых отложе ниях известны в СССР и других странах мира. Рис. 136. Литологически ограниченный Наиболее изучены они в п р и р о д н ы й р е з е р в у а р в п а л е о р у с л е реки, США, поскольку анти- н е ф т е г а з о н о с н ы й бассейн Денвер, штат структуры, Н— кроан т у р ы С Ш А (по Д.резервуара:. 2 — з а л е ж и еб ска, Хармсу) клинальные 1 природного на которые в основном, нефти ориентируются специали сты при поисках углево дородов, там уже давно разведаны. Природные резервуары рас сматриваемого типа состоят обычно из песчаных или алеври товых пород-коллекторов и глинистых пород-флюидоупоров, со всех сторон экранирующих коллекторское тело. Форма природ ного резервуара — удлиненная, нередко ветвящаяся (типа пти чьей лапки»), что определяется обстановкой осадконакопле ния— осаждением песчаных и алевритовых осадков в подвод ных руслах рек при впадении их в море.

Коллекторские свойства песчаных и алевритовых пород в ре зервуарах, связанных с дельтовыми отложениями могут сильно варьировать в зависимости от литологического состава (осо бенно от содержания глинистого материала), глубины залегания и возраста. В отдельных случаях пористость пород-коллекторов составляет 5—10 % при проницаемости менее 1 · 10-15 м2.

Один из характерных природных резервуаров, приуроченных к дельтовым отложениям находится в юго-западной части бас сейна Денвер, штат Колорадо, США (рис. 137). Он приурочен к отложениям нижнемелового возраста и залегает на глубине около 2000 м. Коллекторское тело мощностью около 15 м сла гается песчаниками, нередко с примесью алеврита и значитель ного количества глинистого цемента. Вследствие этого коллекторские пределах. В участках с наиболее высокими коллекторскими пара метрами средняя открытая пористость достигает 19 % и прони цаемость 1,4 ·10 -12 м. Экранируется коллекторское тело глини стыми породами.

Природные резервуары, связанные с барами. Этот тип природ ных резервуаров широко распространен в некоторых регионах.

Песчаные бары возникают в условиях подвижной среды на мел ком шельфе. Они обычно удлиненной формы и располагаются одиночно или в виде цепочки тел, ориентированных параллельно палеоберегу. Размер баров неодинаков, в длину они достигают 20 км, в ширину — до 6 км при высоте до 30 м. В попереч ном сечении бары имеют некоторое сходство с отложениями речных русел, но обычно у последних верхняя часть плоская, нижняя — искривленная, выпуклая. В барах же н а о б о р о т — п л о ское основание и выпуклая, искривленная верхняя часть. Вме сте с тем следует отметить, что в результате тектонических напряжений и неравномерного уплотнения пород эти законо мерности в ряде случаев нарушаются.

Пример природного резервуара приуроченного к бару пока зан на рисунке 138. Здесь, на профильном разрезе месторожде Рис. 137. Л и т о л о г и ч е с к и ограниченный природный резервуар в дельтовых отложениях, нефтегазо носный бассейн Денвер, С Ш А (по Г. Э к к е р у ).

/ — контуры природного ре зервуара;

2 —залежи нефти и газа Рис 138. Литологически ограниченный природный резервуар. Коллектор — п е с ч а н ы й бар Р и д - И с т, С Ш А, с о всех с т о р о н о г р а н и ч е н н ы й глинами (по Д. Б. К э т т и ).

1 — п е с о к ;

2— глина;

3—известняк;

4— нефть Рис 139. П р и р о д н ы й р е з е р в у а р, в о з н и к ш и й в р е з у л ь т а т е в т о р и ч н ы х процес сов, р а й о н м е с т о р о ж д е н и я Д и н - Р и п е р, С Ш А (по К - К. Л а н д е с ).

а — природный резервуар в плане;

6 —резервуар в разрезе;

1 —контуры природного резервуара;

2 — залежь нефтн ния Рид-Ист изображено песчаное баровое тело, экранированное глинами. Высота бара до 25 м. Нефтяная залежь находится в верхней части резервуара и имеет высоту 8 м.

Природные резервуары, возникшие только вследствие ката генетических процессов на локальных участках, в чистом виде в породах, по-видимому, не имеют широкого распространения.

Коллекторские свойства пород в этом случае обычно повыша ются за счет вторичных изменений в первичном поровом про странстве, при этом тип природного резервуара не изменяется.

Один из катагенетичных природных резервуаров, описанных в американской литературе, располагается в центральной части Мичиганской впадины. Природный резервуар состоит из кол лектора, представленного известняками доломитизированными, трещиноватыми, кавернозными, ограниченного с боков плот ными непроницаемыми известняками, а сверху глинистыми по родами девонского возраста. К этому природному резервуару приурочено нефтяное месторождение Дип-Ривер (рис.139), имеющее форму узкой линейной зоны шириной до 800 м и дли ной около 9 км. Считают, что этот природный резервуар обра зовался при р а з р я д к е тектонических напряжений в результате растрескивания пород с последующими доломитизацией извест няков и кавернообразованием.

Природные резервуары, возникшие вследствие вторичных процессов, как гипергенных т а к и катагенных изучены пока недостаточно. Большинство из них, по-видимому, обязаны ги пергенезу и растрескиванию пород в результате р а з р я д к и тек тонических напряжений.

§ 3. Л И Т О Л О Г И Ч Е С К И Е О С Н О В Ы П Р О Г Н О З И Р О В А Н И Я К О Л Л Е К Т О Р С К И Х И Э К Р А Н И Р У Ю Щ И Х СВОЙСТВ П О Р О Д П Р И Р О Д Н Ы Х Р Е З Е Р В У А Р О В Н Е Ф Т И И ГАЗА Прогнозирование природных резервуаров нефти и газа в на стоящее время одна из актуальных задач нефтегазовой геоло гии. З н а н и е местоположения и качества природного резерву а р а — одна из главных предпосылок, позволяющих правильно и успешно осуществлять поиски, разведку и разработку место рождений углеводородов. Таким образом, цель прогнозирова ния—установить местоположение, размер, форму, глубину за легания и качество природного резервуара. При современном уровне знаний, степени геологической изученности недр, тех нической оснащенности эта задача весьма с л о ж н а я. Основой для прогнозирования с л у ж а т представления о том, что пара метры природного резервуара в значительной мере предопре деляются физико-географическими обстановка ми в стадию се диментогенеза, а т а к ж е направленностью и интенсивностью вторичных преобразований пород, в том числе и под влиянием тектонических процессов.

В к а ж д о м конкретном регионе вследствие специфики геоло гического развития, в образовании геологических тел и форми ровании коллекторских свойств пород имеются свои закономер ности и аномалии. При прогнозировании следует учитывать, что вследствие особенностей геологического развития и периодич ности осадконакопления на территории С С С Р в кайнозойских и мезозой-кайнозойских отложениях распространены преимуще ственно терригенные породы ( З а п а д н а я Сибирь, Урало-Повол жье, Северный Кавказ, Восточное З а к а в к а з ь е, З а п а д н а я Укра ина и др.). В палеозойских отложениях широко развиты карбонатные породы (Урало-Поволжье, З а п а д н а я Сибирь, Бе лоруссия, Фергана, Восточная Сибирь), но часто встречаются терригенные и соляные (Урало-Поволжский, Тимано-Печор ский, Прикаспийский, Днепровско-Донецкий, Тунгусский ре гионы).

Такое распространение пород обусловливает развитие в кай нозойских и мезозойских отложениях преимущественно песча ных и алевритовых коллекторов порового типа. Породами-экра нами в этих случаях чаще всего с л у ж а т глинистые образования.

В палеозойских отложениях типичны карбонатные породы-кол лекторы (известняки, доломиты и разности промежуточного состава) со смешанной структурой порового пространства — порово-трещинной, каверново-трещинной и трещинной. Н а р я д у с этим породы-коллекторы нередко бывают представлены пес чаниками и алевролитами с поровым и порово-трещинным пустотным пространством. Экранирующие толщи слагаются глинистыми породами, каменной солью и сульфатами.

Природные резервуары флюидов в осадочных породах прак тически распространены повсеместно, но неизвестны их глубин ное положение, стратиграфическая принадлежность, размер, форма, литологический состав и коллекторские параметры. Ис ходя из целей и специфики методических приемов, применяе мых при изучении природных резервуаров, з а д а ч а разделяется на определение пространственного положения природного ре зервуара и качественный прогноз пород-коллекторов и пород экранов, составляющих природный резервуар.

Определение пространственного положения природного ре вуара. Д л я решения этой задачи необходимо определенное литологическое обеспечение — литологические или литолого-фа циальные карты заданного стратиграфического подразделения и литологические колонки (или геолого-геофизические разрезы) по с к в а ж и н а м.

Решение задачи начинается с сопоставления литологических колонок но профильным направлениям, по возможности ориен тированным взаимно-перпендикулярно. Графические построения, с использованием принципов метода интерполяции, позволяют наметить границы коллекторских и экранирующих тел в раз резе. После этого, используя результаты графического сопостав ления литологических колонок, на литологической карте прово дят контуры распространения коллекторов (в данном случае представленного песчаными и алевритовыми породами) и экра нов. Литологическая карта обеспечивает более точное проведе ние контуров распространения коллекторских и экранирующих тел природного резервуара. Если литологической карты нет и составить ее не представляется возможным, то примерные гра ницы распространения природных резервуаров можно прогнози ровать, опираясь на единичные скважины, используя естествен ные обнажения пород и горные выработки, учитывая местопо ложение области сноса осадочного материала и осадочную дифференциацию. По мере получения новых литологических данных карты распространения природных резервуаров могут быть детализированы.

Качественный прогноз коллекторских и экранирующих тел.

После определения пространственного положения природного резервуара приступают к решению второй части задачи — ка чественному прогнозу коллекторского и экранирующих тел.

Если коллекторские и экранирующие тела вскрыты скважинами и получен керн из изучаемых отложений, задача сводится к лабораторным исследованиям, в частности к прямому опре делению коллекторских параметров и к интерпретации резуль татов геофизических исследований скважин. Если же каменного материала и определений коллекторских параметров пород нет, то при оценке качества коллекторов и экранов следует исполь зовать косвенные признаки.

Существенную помощь при прогнозировании природных яв лений, объектов и их свойств в условиях дефицита данных ока зывают методы экстраполяции, аналогии, экспертных оценок, моделирования. Эти методы рекомендуется использовать и при прогнозировании коллекторских свойств.

Метод экстраполяции базируется на четко выраженной тен денции в изменении явлений и объектов в пространстве или времени. Если т а к а я тенденция прослеживается и есть основание считать, что она будет продолжаться и дальше, то можно пред сказать, каким будет объект на заданном отрезке. В нашем слу ч а е — каким будет коллектор при погружении от поверхности до заданной глубины. Если тенденция развития объекта меняет на правление или знак, то она не может быть использована для экстраполяции. При этом методе прогнозирования пород-кол лекторов есть и другие слабые стороны, снижающие достовер ность получаемых результатов. Имеется в виду знакоперемен ность движений блоков земной коры, неравномерность катаген ного изменения коллекторских свойств пород при погружении на разные уровни, а т а к ж е в пределах пласта по площади.

Д л я внесения соответствующих корректив следует познать фак торы или процессы, управляющие этими отклонениями, приме нительно к изучаемому объекту. В случае с породами-коллек торами, управляющими процессами являются седиментогенез и катагенез.

Метод использования аналогий основывается на том, что природные объекты одного ранга в сходных условиях проходят сходные пути развития. Если мы знаем качество одного из этих объектов, то по методу аналогий подобные качества надо ожи дать и у другого объекта. Например, установив качество по роды-коллектора в одном из пунктов района, можно предска зать коллекторские свойства подобной породы в другом пункте этого же региона. Д л я повышения достоверности прогноза при этом необходимо использовать результаты литолого-фациаль ных исследований.

Метод экспертных оценок пожалуй менее достоверен, чем предыдущие. Его результаты отражают опыт, эрудицию и ин туицию специалистов, занимающихся прогнозированием тех или иных явлений и объектов. Тем не менее при ограниченном фак тическом материале при прогнозировании пород-коллекторов и пород-экранов этот метод находит широкое применение.

Метод моделирования весьма перспективен для прогнозиро вания, однако в настоящее время в подавляющем большинстве случаев исследователи не располагают достаточными данными для выполнения прогноза. Особенно это касается материалов по вторичным изменениям пород, учету влияния структурного поло жения коллектора. Несмотря на имеющиеся сложности, при все углубляющемся познании недр и широком внедрении ЭВМ в практику научно-исследовательских работ этот метод может стать одним из наиболее эффективных для прогнозирования коллекторов и экранирующих толщ, особенно на больших глу бинах.

При прогнозировании коллекторских и экранирующих свойств составных частей природных резервуаров наибольшую по мощь могут оказать знание литологического состава;

литологи ческой однородности коллекторских и экранирующих тел;

нали чия и степени размыва пород и перерывов в осадконакоплении;

направленность и последствия катагенеза.

Перечисленные выше признаки и свойства при определен ных значениях или условиях могут способствовать как сохра нению (и д а ж е повышению), так и понижению коллекторских и экранирующих свойств пород. В связи с этим ниже отмеча ются условия и значения признаков и свойств, которые благо приятствуют формированию коллекторских и экранирующих свойств природных резервуаров нефти и газа. Благоприят ствуют существованию пород-коллекторов следующие факторы.

Л и т о л о г и ч е с к и й с о с т а в : В случае обломочных по род благоприятнее мономинеральные кварцевые песчаники средне-или крупнозернистые, хуже мелкозернистые песчаники и алевролиты без цемента, однако, уже в условиях умеренного погружения (2,5—3,5 км), в таких породах возможна регене рация обломочных зерен и «залечивание» порового простран ства. Благоприятны т а к ж е песчаные и алевритовые породы с небольшим количеством (до 10—15%) гидрослюдистого, каолинитового и кальцитового цементов контактного, пленоч ного и сгусткового типов. Среди карбонатных пород наиболее благоприятны для формирования коллекторских тел биогенные известняки. Они обладают высокими первичными пористостью и проницаемостью, которые, однако, с погружением пони жаются.

Литологическая однородность коллектор с к о г о т е л а о т р а ж а е т стабильность фациальной обстановки в бассейне осадконакопления. Она предопределяет равнознач ность коллекторских свойств пород пласта в различных пунк тах региона. В связи с этим, д л я успешности прогнозирования коллекторских свойств необходимо произвести литолого-фаци альное картирование, установить наличие и степень литологи ческой неоднородности. Оценивают коллекторские свойства ли тологически неоднородных пластов раздельно д л я каждой из литолого-фациальных зон, используя известные фактические данные и методы аналогии или интерполяции.

Р а з м ы в ы и п е р е р ы в ы в о с а д к о н а к о п л е н и и от р а ж а ю т с я на коллекторских свойствах пород. Гипергенные процессы, происходящие при этом способствуют повышению коллекторских свойств карбонатных пород под поверхностями р а з м ы в а или перерыва в осадконакоплении. На коллекторских свойствах обломочных пород эти процессы о т р а ж а ю т с я менее определенно. Вместе с тем, р а з м ы в ы и перерывы в осадкона коплении часто сменяются отложением базальных терригенных толщ, в которых широко развиты обломочные породы-коллек торы. Таким образом, в терригенных породах коллекторские тела более характерны для отложений над поверхностями раз мыва и перерыва. Следует иметь в виду, что в условиях гу мидного климата чем продолжительнее р а з м ы в или перерыв в осадконакоплении, тем мощнее зона развития вторичных коллекторов в карбонатных породах.

К а т а г е н е т и ч е с к и е п р о ц е с с ы в обстановке низких рН вод и в присутствии химически активных газов (СО 2, H 2 S) сопровождаются растворением и выносом продуктов реакции из пород. Н а и б о л е е интенсивны такие реакции в поровом про странстве и трещинах, что способствует повышению коллектор ских свойств пород. Уплотнение терригенных и карбонатных пород с увеличением глубины залегания сопровождается сни жением пластичности, б л а г о д а р я чему породы становятся хруп кими и при р а з р я д к е тектонических напряжений в них раз вивается трещиноватость. Доломитизация известняков не редко благоприятствует повышению коллекторских свойств пород-коллекторов, так как возрастают их пористость и прони цаемость.

Перечисленные выше катагенетические процессы проявля ются в разных геологических регионах на неодинаковых глу бинах, что регулируется термобарическими, геохимическими и гидрогеологическими условиями. При общей оценке коллектор ских свойств пород, особенно на больших глубинах, это обсто ятельство необходимо учитывать, базируясь на упомянутых методах прогнозирования.

Кроме литологических признаков и свойств пород, на кол лекторских свойствах о т р а ж а ю т с я и другие геологические про цессы и признаки, среди которых отметим следующие.



Pages:     | 1 |   ...   | 10 | 11 || 13 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.